西湖凹陷孔雀亭构造平湖组油气来源及充注特征

李朝阳，魏琳*，刁慧，程熊，侯读杰

1 中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083

2 中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200335

0 引言

基于烃源岩评价、原油性质和油源对比综合分析油气来源，结合流体包裹体特征判断油气充注时间和期次，已经成为含油气盆地成藏研究中的一项重要工作[1-7]。西湖凹陷平湖斜坡带油气资源丰富，主要包括孔雀亭、武云亭、宝云亭、平湖4个构造带，但不同含油构造成藏过程复杂、差异性明显。近年来不同学者对油源组合、成藏时间等问题开展了一定的研究工作，但对于成藏时间及期次的认识具有较大差异，具体包括：(1)刁慧[8]等认为武云亭构造经历两期油气充注，气态烃充注晚于油气两相烃充注，充注时间均为2 Ma，且认为原油和对应成熟度的天然气来自于本地平湖组烃源岩，高成熟度天然气来自于东侧主洼平湖组烃源岩；(2)苏奥[9]等认为宝云亭构造经历两期油气充注，充注时间为19.2～15.6 Ma和11.3～2.8 Ma，一期天然气充注，充注时间为2.5 Ma至今，同时还存在一次混源作用和气洗作用；(3)苏奥等[10]认为南部平湖构造带存在两期油气充注，第一期为16.8～13.2 Ma，第二期为10 Ma至今。孔雀亭构造是西湖凹陷平湖斜坡带近几年的勘探重点，但目前对该构造详细的油气来源及充注特征相关研究仍较为薄弱，孔雀亭地区平湖组下覆宝石组泥岩是否有生烃贡献，其与斜坡带其它含油构造区油气充注特征是否具有差异，值得进一步研究。因此本研究综合孔雀亭构造相关井的油气地球化学分析及流体包裹体资料，对孔雀亭地区的油气充注成藏特征进行详细分析，确立了油气充注时间和期次，为进一步认识该区油气成藏过程奠定了基础。

1 研究区概况

东海陆架盆地位于中国东海大陆架之上，地处欧亚板块东南缘与西太平洋板块构造活动带的中部，其东接钓鱼岛岩浆岩带，西与浙闽隆起带相邻，南北与中国东海边界相同[11]。东海陆架盆地自东向西可划分为东部坳陷带、中部隆起带和西部坳陷带3个构造单元[12]。西湖凹陷位于东海陆架盆地的东部坳陷带，呈NNE走向，由3个一级构造单元组成，自东向西依次为：东缘陡坡—断隆带、中央洼陷—反转构造和西部斜坡带(图1a)[13]。

平湖斜坡带位于西湖凹陷西部斜坡带中部，是西湖凹陷内勘探程度最高、油气最富集的区带之一，自北向南细分为孔雀亭、武云亭、宝云亭、平湖4个次级构造单元(图1b)[14]。孔雀亭构造位于平湖斜坡带北部的鼻状隆起带上，在古新世—始新世断陷期受平湖运动影响，发育同生断裂以及大量因断裂而形成的构造圈闭，成为顺倾向节节下掉的断块群(图1c)。根据斜坡带井的位置与海礁隆起和洼陷中心相对远近又划分为高带、中带和低带(图1c，靠近隆起侧为高带)。研究区由下而上发育了古新统宝石组(顶界面T40)、始新统平湖组(顶界面T30)、渐新统花港组(顶界面T20)以及中新统以上地层(图1d)，主力油气产层为始新统平湖组和渐新统花港组[15-17]。平湖组发育于西湖凹陷裂陷演化晚期，经历了振荡式水进、水退沉积，该沉积时期以淡水沉积为主，间歇发育半咸水沉积特征，为三角洲—潮坪沉积体系。根据其地震反射特征又分为上、中、下三段，岩性以砂泥岩互层为主，其间夹有多层厚度不等的煤层[18]。

图1 研究区构造位置及地层柱状图Fig. 1 Tectonic-stratigraphic division of the study area

2 油气来源分析

2.1 烃源岩特征

前人[19]研究认为孔雀亭地区烃源岩主要分布在花港组和平湖组，近年来的研究认为，花港组虽然发育有一定厚度的泥岩，但由于埋藏深度较浅，其生、供烃能力较差，而埋藏更深的宝石组泥岩具有一定的生烃能力[10]。因此本研究选取了孔雀亭构造K-1井、K-3井共33块烃源岩样品(包含宝石组泥岩)进行岩石热解分析，对该区不同埋深烃源岩的特征进行了总结。

由实验数据可知，孔雀亭构造平湖组上、中、下段和宝石组烃源岩有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主(图2a)；平上段烃源岩有机碳含量(TOC)平均值5.95%，生烃潜量(S1+S2)平均值为16.86 mg/g，氢指数(HI)平均值为145.2 mg/g；平中段烃源岩有机碳含量平均值7.42%，生烃潜量平均值为18.61 mg/g，氢指数平均值为205.55 mg/g；平下段烃源岩有机碳含量平均值11.19%，生烃潜量平均值为23.19 mg/g，氢指数平均值为203 mg/g；宝石组烃源岩埋藏较深，现有资料显示其煤层不发育，主要为泥岩，有机碳含量平均值1.2%，生烃潜量平均值为2.66 mg/g，氢指数平均值为168.17 mg/g，且根据烃源岩有机碳含量和生烃潜力的相关关系，对烃源岩进行了分类研究，分类标准为：泥岩有机碳含量小于7%；碳质泥岩有机碳含量7%～40%；煤有机碳含量大于40%(图2b)。根据烃源岩成熟度和深度关系可知，平湖组、宝石组烃源岩在3500 m左右均已达到生烃门限(图2c)，并且有机碳含量和生烃潜量等指标较好，均具备生烃供烃能力。

图2 孔雀亭地区烃源岩地球化学特征Fig. 2 Geochemical characteristics of source rocks in Kongqueting area

2.2 油气地球化学特征和来源分析

本研究挑选了孔雀亭地区高带K-5井14块烃源岩样品和中低带K-1井13块烃源岩样品，以及K-1井、K-3井、K-4井、K-5井4个油样和K-1井、K-2井、K-3井、K-4井4个天然气样进行油源对比分析(井位置见图1c)。原油和烃源岩样品进行了气相色谱-质谱分析，气相色谱实验使用Agilent 7890A气相色谱仪完成，色谱-质谱实验使用Agilent 7890A-5975C气相色谱-质谱联用仪完成。原油和天然气组分碳同位素的分析由气相色谱-同位素比值质谱仪(GC-IRMS)完成。

由实验数据可知，孔雀亭构造原油成熟度(低Pr/nC17，低Ph/nC18)明显高于高带烃源岩(图3)，与中低带烃源岩成熟度更接近(图4a)。由不同层段烃源岩生物标志物参数对比可知(图4)，平湖组上、中、下段和宝石组烃源岩具有一定的差异，宝石组烃源岩Pr/nC17值、Ph/nC18值、Pr/Ph值、16β-扁枝烷/异海松烷值、二萜烷/nC20值和降异海松烷/异海松烷值均最低，而平下段烃源岩Pr/Ph值、二萜烷/nC20值较高(图4b，c)。由孔雀亭原油生物标志物参数特征可知(表1)，原油可以分为两类，即K-3、K-4、K-5井原油为I类，K-1井原油为Ⅱ类。I类原油其成熟度(相对较高的Pr/nC17，Ph/nC18)低于II类原油，16β-扁枝烷/异海松烷值也低于Ⅱ类原油，全油碳同位素轻于Ⅱ类原油，而Pr/Ph值、二萜烷/nC20值和降异海松烷/异海松烷值高于Ⅱ类原油。这些特征与平下段和宝石组烃源岩具有很好的相似性，因此认为I类原油来源于中低带平下段烃源岩，Ⅱ类原油来源于中低带宝石组烃源岩(图4)。

图3 孔雀亭构造原油与高带烃源岩生物标志物参数对比Fig. 3 Biomarker parameters comparison between the crude oils and source rocks located in high zone in Kongqueting structure

图4 孔雀亭构造原油与中低带烃源岩生物标志物参数对比Fig. 4 Comparison of biomarker parameters between the crude oil of the Kongqueting structure and the source rocks located in middle and low zones

表1 孔雀亭地区原油地球化学特征统计表Table 1 Typical biomarker and carbon isotope data showing geochemical characteristics in studied crude oil in Kongqueting area

孔雀亭构造凝析油是与天然气伴生的，二者来源应该相同，且由图5可知K-1井天然气δ13C2，δ13C3明显重于该区其它井天然气，反映其具有更高的成熟度与不同的母源，而且上文已经指出K-1井凝析油的成熟度也更高(更低的Pr/nC17, Ph/nC18)，二萜烷含量低(二萜烷/nC20=0.09)，异海松烷占绝对优势，扁枝烷含量低，轻组分更丰富、含有丰富的C27甾烷，藿烷系列以C30为主峰，Tm与C31升藿烷含量较低。这一分布特征与本井钻遇的宝石组泥质烃源岩分子地球化学特征完全一致(图6)，也再次表明K-1井凝析油与天然气来源于宝石组烃源岩。前人[19]研究推测认为孔雀亭构造原油和天然气为本地和东侧西部次洼平湖组烃源岩混合来源，即成熟度更高的油气来源于深部次洼，但由于深部次洼烃源岩埋藏深，取样难度大，只能根据成熟度差异进行推测。而本研究充分考虑了本地埋藏较深的宝石组烃源岩，经油源对比分析认为较高成熟度的油气与宝石组烃源岩具有很高的相似性。

图5 孔雀亭构造天然气碳同位素分布Fig. 5 Distribution of carbon isotopes of natural gas in the Kongqueting structure

图6 孔雀亭构造原油与烃源岩生物标志物特征Fig. 6 Biomarker characteristics of crude oil and source rock in Kongqueting structure

3 油气充注过程分析

3.1 流体包裹体特征

综合考虑孔雀亭构造油气分布特征，本研究优选油气发现较高的K-1井、K-2井、K-3井、K-4井、K-5井等5口井进行取样，制作了30块平湖组细砂岩样品进行流体包裹体岩相学观察和参数测定，并对K-1井和K-3井样品进行了激光拉曼分析。实验分析在核工业北京地质研究院分析测试研究中心完成，采用的仪器为英国Linkamd冷热台(THMS600型)和研究级显微激光拉曼光谱仪(LabRAM HR800型)。

3.1.1 流体包裹体岩相学特征

研究区平湖组储层主要发育含烃包裹体和盐水包裹体，含烃包裹体包括气液两相和天然气包裹体。包裹体主要分布在石英加大边、加大边微裂隙、切穿石英颗粒的微裂隙，大小在1～10 μm，形状主要为椭圆形、方形、三角形及不规则形，发育丰度一般(GOI为3%左右)。气液两相包裹体呈淡黄色，在荧光显微镜下，主要有黄色、黄绿色、蓝绿色等荧光颜色，天然气包裹体呈灰色，无荧光显示(图7)。

图7 孔雀亭构造流体包裹体镜下特征Fig. 7 Fluid inclusions pictures under microscope of samples from the Kongqueting structure

根据流体包裹体荧光显示和产状等信息，将孔雀亭地区平湖组储层流体包裹体划分为两个期次：第I期沿方解石胶结物微裂隙分布的气液两相包裹体，荧光颜色(黄色、黄绿色、蓝绿色)反映不同成熟度的轻质油、凝析油充注；第Ⅱ期为沿切穿石英颗粒微裂隙分布的灰色天然气包裹体，反映晚期天然气充注。

3.1.2 流体包裹体均一温度与盐度特征

流体包裹体均一温度是指气—液两相流体变为单一均匀相流体时所需的温度。测量均一温度时，由于烃类包裹体容易散失氢离子，从而改变包裹体的成分，造成测量误差，所以一般测量与烃类包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度，将其作为古地温的近似值和热时间标志，从而进行油气成藏期次划分[20]。本研究测的是与气液两相包裹体和天然气包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度和盐度，共139个测点。数据(表2)显示平湖组包裹体均一温度普遍偏高，与气液两相包裹体共生的盐水包裹体均一温度主峰在150～160 °C，最高达175 °C，这明显超过了现今地层温度，可见其主峰温度并不能代表被捕获时的地层温度，还需要结合包裹体盐度信息进行下一步的分析。而与天然气包裹体伴生的盐水包裹体均一温度相对较小，主峰在140～150 °C(图8)。

图8 孔雀亭构造平湖组储层流体包裹体均一温度分布Fig. 8 Homogenization temperature distribution of fluid inclusions in reservoirs of Pinghu Formation in Kongqueting structure

表2 孔雀亭地区部分井流体包裹体均一温度、盐度统计表Table 2 Statistical table of homogenization temperature and salinity of fluid inclusions in some Wells in Kongqueting area

盐水包裹体中盐度信息也对成藏有重要指示作用，包裹体的盐度可近似地反映成岩期地层孔隙溶液的盐度，是进行流体活动分析的主要依据[21]。从研究区流体包裹体盐度分布可以看出，与气液两相包裹体伴生的盐水包裹体盐度分散，从0～14%有着不同程度的分布，而与天然气包裹体伴生的盐水包裹体盐度相对集中，在0～4%之间(图9)。与气液两相包裹体伴生的盐水包裹体有着两种特殊的均一温度与盐度分布，一种是均一温度集中而盐度变化大，另一种是均一温度变化大而盐度集中(图10)。这种情况的出现，推测该类型包裹体经历了再平衡作用，包裹体经历了两种改造，一种是泄漏和再充填(包裹体盐度分散，均一温度集中)；另一种是伸展变形(包裹体盐度集中，均一温度分散)。因为流体包裹体被捕获后随着埋深增加和成岩作用增强，原始孔隙溶液温度和压力逐渐升高，一些矿物变得不稳定，溶解度增加，或者与孔隙溶液发生化学反应，这些均可导致流体包裹体形态以及孔隙溶液成分改变，最终使流体包裹体均一温度和盐度发生特殊变化[22-26]。而与天然气伴生的盐水包裹体均一温度和盐度都相对集中，可见未受再平衡作用。因此认为与气液两相包裹体伴生的盐水包裹体捕获均一温度为130～140 °C，与天然气包裹体伴生的盐水包裹体捕获均一温度为140～150 °C。

图9 孔雀亭构造平湖组储层流体包裹体盐度分布Fig. 9 Salinity distribution of fluid inclusions in reservoirs of Pinghu Formation in Kongqueting structure

图10 与气液两相包裹体伴生的盐水包裹体盐度、均一温度散点图Fig. 10 Scatter diagram of salinity and homogenization temperature of saline inclusions associated with gas-liquid two-phase inclusions

3.1.3 流体包裹体激光拉曼特征

激光拉曼光谱成分分析主要集中对单个包裹体中挥发组分、子矿物、络阴离子的测定和气水化合物进行研究，对油气储层包裹体中常见的挥发组分(H2S、CO2、N2)及 烃 类 组 分(CH4、C2H6、C3H8、C6H6)等 能够有效的识别出来[27-28]。

天然气包裹体的激光拉曼谱图中可见宿主矿物石英的高强度拉曼散射峰，还可见到相对强度较高的CH4(拉曼位移2913 cm-1)、CO2(拉曼位移1283 cm-1，1386 cm-1)、沥 青(拉 曼 位 移1580 cm-1、2712 cm-1)、N2(拉曼位移2327 cm-1)的拉曼散射特征峰，天然气包裹体中甲烷的纯度普遍很高，有些近似为纯甲烷包裹体。CH4、CO2、N2的拉曼散射峰呈现出窄而弱的特点，沥青的拉曼位移较大，呈现出宽而弱的特点(图11、12)。天然气包裹体中除了强度较高的石英拉曼散射特征峰，其他成分拉曼散射特征峰强度都较低，应该是受到包裹体中流体溶度和宿主矿物高强度特征峰的共同影响。K-1井激光拉曼检测到包裹体含有沥青质，推测可能沉积晚期大量高—过成熟天然气的气洗作用的产物。

图11 K-1井纯气相包裹体CH4、CO2、沥青拉曼散射峰特征Fig. 11 Raman scattering peak characteristics of CH4, CO2 and bitumen in pure gas inclusions in well K-1

3.2 油气充注时间与期次分析

将与各期油、气包裹体相伴生的同期盐水包裹体的均一温度作为其捕获时的最小古地温，再结合古地温演化的埋藏史，就可以运用流体包裹体方法间接确定各期油气的成藏时期[29]。前文已对孔雀亭地区的流体包裹体均一温度特征进行了详细分析，与气液两相包裹体伴生的盐水包裹体主峰均一温度为130～140 °C，与天然气包裹体伴生的盐水包裹体主峰均一温度为140～150 °C，将主峰温度与本地埋藏史-热史演化进行结合，认为孔雀亭构造经历两期油气充注，气液两相烃充注时间为5～2 Ma，气态烃充注时间为2～0 Ma，即油气充注时期为上新世三潭组沉积至今(图13)。

图12 K-3井纯气相包裹体CH4、N2拉曼散射峰特征Fig. 12 Characteristics of CH4 and N2 Raman scattering peaks of pure gas inclusions in well K-3

孔雀亭构造平湖组和宝石组烃源岩在中新世中晚期进入生烃期[30]，其首先排出液态烃，沿活动性断裂[31]与连通性砂体[32]运移至圈闭形成凝析油与轻质油藏，凝析油与轻质油的充注被储层样品中发育黄色、黄绿色、蓝绿色荧光的气液两相包裹体记录下来，即该阶段为5～2 Ma的凝析油和轻质油充注。上新世末期，烃源岩进一步成熟，天然气开始大量充注，形成气藏圈闭，在储层中发育的天然气包裹体证实了该期充注，此阶段为2 Ma至今的天然气充注。流体包裹体中检测到沥青质，说明晚期大量高—过成熟天然气的强烈充注对圈闭中的凝析油和轻质油有一定的气洗作用。总体上，孔雀亭构造具有明显的“早油晚气，晚期成藏”特点(图14)。

图14 孔雀亭构造油气分布模式图Fig. 14 Oil and gas distribution pattern diagram of Kongqueting structure

4 结论

(1)孔雀亭构造平湖组、宝石组烃源岩均具有供烃能力，类型有煤、碳质泥岩、泥岩，有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型。油源对比分析表明，油气分为两大类：I类较低成熟度油气来源于中低带平下段烃源岩，Ⅱ类高成熟度油气来源于中低带宝石组烃源岩。

(2)孔雀亭构造发育2期流体包裹体，第一期气液两相包裹体荧光显示黄色、黄绿色、蓝绿色，因经历再平衡作用认为主峰温度130～140 °C为该期油气充注时的地层温度；第二期天然气包裹体无荧光显示，未经历再平衡作用，主峰温度140～150 °C为该期油气充注时的地层温度。激光拉曼检测到包裹体中含有沥青质，推测晚期可能伴有气洗作用。

(3)孔雀亭构造经历2期油气充注，有“早油晚气，晚期成藏”的特点：第一期为凝析油和轻质油充注，主要发生在5～2 Ma之间；第二期为天然气充注，发生在2 Ma至今。